Развитие и научное обоснование методов ремонта магистральных нефтегазопроводов без остановки транспортировки продукта

В ОАО «Газпром» внутритрубные дефектоскопы, способные достоверно выявлять дефекты КРН, появились в 2002 году. В настоящее время ВТД является основным диагностическим средством выявления дефектов линейной части МГ, в том числе дефектов КРН. Снаряды НПО «Спецнефтегаз» выявляют дефекты, в числе которых продольные трещины, зоны продольных трещин, поперечные трещины, т.е. дефекты, характерные для КРН.

Возвращаясь к данным рисунка 9 отметим, что если вместо обследования в шурфах осуществить ВТД, были бы выявлены все дефекты глубиной более 0,2 от толщины стенки (0,2 x 16,5 мм = 3,3 мм), т.е. условно все дефекты глубиной более 3 мм (всего 61 + 12 + 5 + 3 = 81 дефект), что составляет менее 5 % от всех дефектов, остальные 95 % остались бы невыявленными.

Внутритрубная дефектоскопия в современном варианте позволила во многом решить проблему КРН. В ООО «Газпром трансгаз Уфа» именно применение внутритрубных снарядов НПО «Спецнефтегаз» в 2003 году позволило выявить свыше 20 очагов КРН, в том числе глубиной до 50 % от толщины стенки, и с 2003 года аварий по причине КРН не зафиксировано. Пятилетний цикл обследования снарядами ВТД позволяет с высокой степенью вероятности выявлять значимые дефекты КРН и своевременно принимать превентивные меры.

Седьмая глава посвящена разработке новых предложений по ремонту магистральных газопроводов, подверженных КРН.

Согласно принятой в ОАО «Газпром» концепции, ремонт магистральных газопроводов, подверженных КРН, производится выборочно по результатам диагностики.

К специфике ремонта участков газопровода, подверженных КРН, которая включает в себя технологические и эксплуатационные меры, можно отнести:

- обеспечение минимальных изгибных напряжений ремонтируемого участка газопровода;

- использование труб, имеющих стенки повышенной толщины;

- базовый способ нанесения изоляционного покрытия или применение изоляционных покрытий нового поколения;

- учёт воздействия микроорганизмов на развитие КРН.

Таким образом, одной из задач технологии ремонта является обеспечение минимальных напряжений изгиба. Кроме того, важную роль в возникновении и развитии КРН играют вид грунта, его аэрация.

Сформулируем в общем виде требования, предъявляемые к постели трубопровода при его ремонте:

- постель не должна оседать под весом трубопровода и грунта засыпки, или эта осадка должна быть минимальной;

- материал постели должен обладать высокой фильтрационной способностью, чтобы не удерживать грунтовый электролит и обеспечить аэрацию околотрубного пространства;

- материал не должен быть дефицитным и желательно естественного происхождения.

Проведённый анализ показал, что указанным критериям в наибольшей степени соответствует песчано-гравийная смесь.

Осадка защемлённого по концам участка трубопровода является основным фактором, влияющим на величину его изгибных напряжений. С целью количественной оценки величины осадки постели из ПГС проведены экспериментальные исследования в условиях, приближённых к реальным схемам ремонта, - на стенде, представляющем собой газопровод диаметром 1420 мм и длиной 23 м. Программа исследований включала измерения осадки постели из ПГС (75 % гравия и 25 % песка) для двух вариантов:

1) укладка стенда на разровненную постель из ПГС высотой 0,5 м;

2) подсыпка ПГС под стенд при расстоянии между нижней образующей и дном траншеи 0,5 м.

Осадка замерялась до момента условной стабилизации, за которую принималось изменение высотного положения на величину 0,01 см за одни сутки.

Результаты исследований по 1-ому варианту показали:

- стабилизация наступала на третьи сутки;

- осадка составила 7,75 см, т.е. коэффициент уплотнения (процент осадки) составил 7,75/50 = 15,5 %.

Следующая серия экспериментов производилась для 2-ого варианта. Кроме того, с целью определения несущей способности ПГС под воздействием дополнительных нагрузок стенд заполнялся водой и засыпался грунтом высотой до 1,0 м над верхней образующей трубопровода. В таблице 4 приводятся значения осадки для вышеуказанной схемы.

В процессе эксперимента нагрузка на погонный метр длины постели изменялась с 5,56 кН/м ступенчато до 13,5 кН/м и 30,3 кН/м; тем не менее, роста осадки за период выдержки от трех до восьми суток не наблюдалось.

Таблица 4 - Значения величин осадки трубы диаметром 1420 мм в зависимости от времени и нагрузки

№ точек замера	Отметки верхней образующей / величина осадки, м/м	Отметки верхней образующей после заполнения водой / величина осадки, м/м	Отметки верхней образующей после засыпки землей /величина осадки, м/м
1	1,03	0,91 / 0,12	0,895 / 0,135	0,895 / 0,135	0,895 / 0,135	0,895 / 0,135	0,895 / 0,135	0,895 / 0,135
Ср.знач.	0	0,119	0,127	0,127	0,127	0,127	0,127	0,127
2	0,75	0,632 / 0,118	0,63 / 0,12	0,63 / 0,12	0,63 / 0,12	0,63 / 0,12	0,63 / 0,12	0,63 / 0,12

Некоторое увеличение осадки по сравнению с первым опытом объясняется формой ПГС под нижней образующей трубы. При подсыпке ПГС под вывешенный трубопровод угол его естественного откоса близок к 450, поэтому в начальный момент нижняя образующая шириной до 600 мм не соприкасается с постелью (в исследованиях главы 2 - этот параметр меньше, так как диаметры труб меньше). Затем под влиянием нагрузки происходит перераспределение ПГС, и осадка стабилизируется.

Установлено, что последующая дополнительная нагрузка не вызывает дальнейшей осадки трубопровода. Согласно исследованиям (глава 2), дополнительное нагружение трубопровода, опирающегося на подсыпанный суглинистый грунт нарушенной структуры, вызывало дополнительную осадку в течение от нескольких (8…10) дней до года.

В предыдущей главе были приведены результаты анализа проб на наличие микроорганизмов, в том числе проб грунта, отобранных у нижней образующей труб, пораженных стресс-коррозией.

В этой связи представляет интерес аналогичное исследование ПГС, рекомендуемой в качестве постели при капитальном ремонте газопроводов, на наличие микроорганизмов.

Дополним данные таблицы 3 данными об аналогичных исследованиях факторов ПГС (таблица 5).

Таблица 5 - Сравнительные данные по составу микроорганизмов

№ п/п	Группы микроорганизмов	Данные анализа проб (таблица 3)	Данные анализа ПГС с карьера
		Продукты коррозии и праймера	Изоляция	Грунт нижней образующей трубы
1	Гетеротрофы -бродильщики	0	5000000	4000	2670
2	Денитрификаторы	300	1000000	6000000	30000
3	СВБ	10000000	100000	100000000	13
4	ОМЧ	0	10000000	87000000	900000

Сравнение лабораторных анализов (столбцы 5 и 6 таблицы 5) показывает, что данные по строчке 1 одного порядка; данные по строчкам 2 и 4 - на порядок меньше; а данные по строчке 3 (СВБ), в предложенном варианте с ПГС, выглядят на несколько порядков ниже (1,3·101 против 1·108). То есть, с точки зрения бактериального воздействия, постель из ПГС предпочтительнее.

В этой же главе рассмотрены и обоснованы предложения по ремонтным технологиям газопроводов с учётом специфики КРН. Заключительным этапом являются сравнительные расчёты НДС для аварии, ремонта после аварии, а также для варианта с использованием ПГС в качестве постели.

Расчеты НДС проводились на примере участка газопровода Уренгой -Петровск (1853 км) диаметром 1420 мм, пересекающего овраг, где 19.11.1998 г. произошла авария с раскрытием поперечной трещины по нижней образующей трубопровода.

Базой данных для расчета НДС газопровода являются геометрические данные трубы для отдельных частей условного разбиения рассчитываемого участка газопровода и значения физико-механических характеристик грунта основания, грунта засыпки.

Расчеты НДС проводились для следующих случаев:

1) положения, вызвавшего аварию;

2) ремонта с заменой участка с укладкой на старое ложе (вариант восстановления после аварии) из суглинистого грунта;

3) ремонта с заменой участка и укладкой на постель из ПГС.

Проведённые исследования для трех рассмотренных случаев показали:

- стрелка прогибов составила для каждого случая 75 см, 25 см, 7,5 см соответственно;

- максимальные изгибные напряжения приходились на середину пролета и составили 400 МПа, 150 МПа, 45 МПа соответственно;

- максимальные суммарные продольные напряжения составили 450 МПа, 175 МПа, 65 МПа соответственно.

Таким образом, вариант с применением в качестве постели ПГС с точки зрения НДС является наилучшим, и вместе с другими мероприятиями (усиленной изоляцией, аэрацией околотрубного пространства, низким количественным уровнем микроорганизмов и др.) обеспечивают трубопроводу условия, препятствующие возникновению и развитию дефектов стресс-коррозионного характера.

Согласно концепции борьбы с КРН, принятой в ОАО «Газпром», выявление дефектов КРН осуществляется посредством пропуска снарядов ВТД.

Своевременный пропуск снарядов (с цикличностью в 3…5 лет) позволяет выявить «очередные подросшие» трещины КРН, произвести замену пораженных участков, и так каждые 3…5 лет.

Торможение процессов КРН возможно за счет создания условий, например стабильности температуры, препятствующих коррозионным процессам.

Стабильность работы любой системы является высокой качественной оценкой ее надежности. Колебание влажности грунта практически прекращается и металл трубы пассивируется, как только температура газа становится постоянной.

При неизменной температуре прилегающий к трубопроводу слой грунта в значительной степени теряет свою коррозионную активность.

Второе направление снижения фактора риска возникновения и развития КРН - это достижение стабильности гидрологического режима грунта в районе прохождения трассы. Если транспортировку природного газа по подземным трубопроводам осуществлять при температуре, близкой температуре грунта в ненарушенном тепловом состоянии, то тепловое, в т.ч. и импульсное, воздействие на влагосодержание грунта будет предельно снижено.

Можно ожидать, что эти мероприятия затормозят развитие КРН, и возможны два варианта развития событий:

- повторный пропуск ВТД через 4 года не обнаружит стресс-коррозионных дефектов, и межремонтный цикл отодвинется на 8 и более лет;

- повторный пропуск ВТД через 4 года обнаружит меньшее количество дефектов КРН, и, соответственно, уменьшится количество ремонтируемых участков, пораженных КРН.



ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Разработан и научно обоснован технологический процесс капитального ремонта нефтепроводов больших диаметров с подкопом без остановки перекачки, в процессе создания которого:

- обоснована технологическая схема ремонта с подкопом и применением грузоподъемных механизмов;

- установлена зависимость осадки суглинистого грунта нарушенной структуры от возможных нагрузок (коэффициента постели) при помощи экспериментальных исследований условий ремонта трубопроводов с подкопом;

- с учётом коэффициента постели получено решение нелинейного дифференциального уравнения продольно-поперечного изгиба, где в качестве функции принято решение линейного дифференциального уравнения продольно-поперечного изгиба, записанного по методу начальных параметров;

- разработана методика расчёта напряжённо-деформированного состояния ремонтируемого участка нефтепровода с учётом возможных эксплуатационных нагрузок и воздействий, позволяющая вывести рациональные схемы ремонта и обосновать технологические параметры ремонтной колонны;

- проведены комплексные экспериментальные исследования НДС, подтвердившие обоснованность основных положений методики расчёта и технологических параметров ремонтной колонны, при этом в качестве основного метода исследования использовался метод прямого тензометрирования изменений деформаций стенки трубопровода в процессе прохождения ремонтной колонны.

2. Предложен и научно обоснован метод расчёта допустимого давления нефти на бездефектном ремонтируемом участке, учитывающий диаметр трубопровода, толщину его стенки, температурный перепад, изгибные напряжения, категорию участка, прочностные характеристики трубной стали.

3. Разработана новая технология ремонта переходов магистральных газопроводов через автомобильные дороги без остановки транспорта газа, которая включает:

- обоснование возможности дальнейшей эксплуатации бездефектного газопровода, толщина стенки которого соответствует I категории;

- разработку конструкции защитного футляра, которая позволяет производить ремонтные работы без остановки транспорта газа.

Доказана возможность новой технологии использовать существующий газопровод III категории на переходах через автомобильные дороги III-V категорий. Новая технология способствует повышению эксплуатационной надежности перехода и снижению материалоемкости и трудоемкости ремонтных работ.

4. Проведенными исследованиями вибрационного воздействия проезжающего по автомобильной дороге транспорта на рабочий трубопровод при различных вариантах защитного футляра доказано, что:

- период колебаний рабочего трубопровода не зависит от наличия защитного футляра, а зависит от веса и линейной скорости транспортного средства;

- амплитуда колебаний зависит от веса транспортного средства и не зависит от его линейной скорости;

- защитный футляр предлагаемой конструкции снижает амплитуду колебаний более чем на 50 %.

5. С учётом специфики ООО «Газпром трансгаз Уфа» проведён анализ факторов, способствующих возникновению и развитию КРН:

- доказано, что дефекты КРН поперечного направления могут быть вызваны изгибными напряжениями, возникшими от несоответствия профиля траншеи профилю трубопровода (погрешности строительства);

- показано, что дефекты КРН на газопроводе могут возникать и развиваться преимущественно на границе грунтов «глина (суглинок) - известняк»;

- химические и бактериологические исследования выявили специфику КРН газопроводов ООО «Газпром трансгаз Уфа», отличную от «классического» (американского) типа КРН и «неклассического» (канадского).

6. Разработана методика выявления участков, подверженных КРН, основанная на анализе диагностических признаков КРН. Полученная методика положена в основу ВРД 39-1.10-023-2001.

Разработана технология ремонта газопроводов, подверженных КРН, где в качестве постели предложено использовать ПГС. Для обоснования применения технологии проведены исследования ПГС на предмет определения величин осадки для двух технологических схем ремонта и наличия микроорганизмов.

Проведены сравнительные исследования НДС участка газопровода для исходного положения, вызвавшего аварию; постели из суглинистого грунта; постели из ПГС. Проведённые исследования показали преимущества предложенного варианта.

7. Показано, что торможения КРН (расширения межремонтного цикла) можно добиться за счёт эксплуатационных мероприятий, включающих постоянство температуры транспортировки газа, снижение температуры газа до температуры грунта.



ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ ДИССЕРТАЦИОННОЙ РАБОТЫ ОПУБЛИКОВАНЫ В СЛЕДУЮЩИХ НАУЧНЫХ ТРУДАХ

Ведущие рецензируемые научные журналы

1. Хайруллин Ф.Г., Ихсанов Д.Ф., Аскаров Р.М. Определение основных технических характеристик крепей для ремонта нефтепроводов диаметром 1220 мм // Нефтяное хозяйство. - 1982. - № 2. - С. 53-54.

2. Мухаметшин А.М., Тухбатуллин Ф.Г., Аскаров Р.М. О выборочном ремонте локальных дефектов изоляционного покрытия действующих магистральных газопроводов // Газовая промышленность. - 1993. - № 8. - С. 34-36.

3. Дедешко В.Н., Аскаров Р.М., Усманов Р.Р., Тухбатуллин Ф.Г., Хайруллин Ф.Г., Файзуллин С.М. Капитальный ремонт переходов МГ через автомобильные дороги // Газовая промышленность. - 1999. - № 11. - С. 36-38.

4. Асадуллин М.З., Усманов Р.Р., Аскаров Р.М., Гареев А.Г., Файзуллин С.М. Коррозионное растрескивание труб магистральных газопроводов // Газовая промышленность. - 2000. - № 2. - С. 43-47.

5. Аскаров Р.М. Комплексный подход к ремонту газопроводов больших диаметров, пораженных стресс-коррозией // Научно-технический журнал «Наука и техника в газовой промышленности». - 2001. - № 4. - С. 30-35.

6. Аскаров Р.М. Ремонт газопроводов больших диаметров // Газовая промышленность. - 2002. - № 2. - С. 64-67.

7. Аскаров Р.М. Влияние погрешностей строительно-монтажных работ на КРН // Газовая промышленность. - 2002. - № 3. - С. 86-87.

8. Исмагилов И.Г., Асадуллин М.З., Аскаров Р.М., Гаррис Н.А. Импульсное влияние влажности на скорость коррозии магистрального газопровода, протекающей по типу КРН // Научно-технический журнал «Наука и техника в газовой промышленности». - 2002. - № 2. - С. 45-47.

9. Асадуллин М.З., Теребилов Ю.В., Аскаров Р.М., Галяутдинов А.Б., Черкасов Н.М., Гладких И.Ф. Новая комбинированная антикоррозионная лента ЛИАМ // Газовая промышленность. - 2002. - № 7. - С. 64-66.

10. Исмагилов И.Г., Асадуллин М.З., Аскаров Р.М., Гаррис Н.А. Снижение активности процессов КРН магистральных газопроводов путем совершенствования технологических операций // Научно-технический журнал «Наука и техника в газовой промышленности». - 2002. - № 3. - С. 12-16.

11. Аскаров Р.М. Напряженно-деформированное состояние газопроводов, пораженных КРН // Газовая промышленность. - 2003. - № 4. - С. 53-56.

12. Черкасов Н.М., Шайхутдинов А.З., Веремеенко А.А., Аскаров Р.М. Новое покрытие «Асмол» для борьбы со стресс-коррозией // Газовая промышленность. -2003. - № 5. - С. 61-62.

13. Кудакаев С.М., Аминев Ф.М., Аскаров Р.М., Файзуллин С.М. Диагностика и ремонт магистральных газопроводов // Газовая промышленность. - 2004. - № 5. - С. 17-19.

14. Рахматуллин Н.М., Файзуллин С.М., Аскаров Р.М. Переизоляция газопроводов: опыт ООО «Баштрансгаз» // Газовая промышленность. - 2007. - № 2. - С. 48-52.

15. Чучкалов М.В., Аскаров Р.М., Хафизов Р.Ф., Шарафиев Р.Г. Оценка безопасности эксплуатации магистральных газопроводов больших диаметров, сваренных контактной сваркой. Исследование механических свойств сварных соединений // НТЖ «Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов» / ИПТЭР. - Уфа, 2008. - Вып. 2 (72). - С. 86-95.

16. Кудакаев С.М., Аскаров Р.М., Шаммазов А.М., Гареев А.Г. Исследование физико-механических характеристик металла труб, восстановленных с помощью сварки // Нефтегазовое дело. - 2008. - Т. 6. - № 1. - С. 100-106.

Статьи в других научно-технических изданиях

17. Хайруллин Ф.Г., Аскаров Р.М. Исследование напряженного состояния нефтепровода при ремонте без подъема // РНТС «Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов». - М.: ВНИИОЭНГ, 1979. - № 12. - С. 20-22.

18. Хайруллин Ф.Г., Аскаров Р.М. О продольно-поперечном изгибе нефтепровода при ремонте без подъема // Надежность магистральных нефтепроводов: Сб. научн. тр. / ВНИИСПТнефть. - Уфа, 1981. - Вып. 26. - С. 52-59.

19. Аскаров Р.М. Оценка влияния веса ремонтных машин на напряженное состояние нефтепровода при ремонте без подъема // Надежность нефтепроводов и нефтеперекачивающих станций: Сб. научн. тр. / ВНИИСПТнефть. - Уфа, 1982. - С. 36-41.

20. Аскаров Р.М. Графический метод расчета на прочность участка

нефтепровода диаметром 1220 мм при ремонте с подкопом // Вопросы

технической эксплуатации магистральных нефтепроводов: Сб. научн. тр. / ВНИИСПТнефть. - Уфа, 1984. - С. 28-33.

21. Аскаров Р.М. Влияние шага ремонтной колонны на ее производительность и напряженное состояние трубопровода // Надежность, техническое обслуживание и ремонт нефтепроводов: Сб. научн. тр. / ВНИИСПТнефть. - Уфа, 1985. - С. 7-11.

22. Аскаров Р.М., Хайруллин Ф.Г. Экспериментальные исследования напряженного состояния ремонтируемого участка нефтепровода диаметром 1220 мм // Обеспечение надежности магистральных нефтепроводов в условиях эксплуатации: Сб. научн. тр. / ВНИИСПТнефть. - Уфа, 1986. - С. 48-50.

23. Аскаров Р.М. Выбор расстояния от сварного стыка до опоры с учетом технологических параметров ремонтной колонны // Обеспечение надежности магистральных нефтепроводов в условиях эксплуатации: Сб. научн. тр. / ВНИИСПТнефть. - Уфа, 1986. - С. 84-86.

24. Аскаров Р.М. О допустимом давлении на участке нефтепровода при его ремонте с заменой изоляции без остановки перекачки // Матер. IX Всесоюзн. школы-семинара по вопросам гидродинамики, технического диагностирования и надежности трубопроводного транспорта (8-10 октября 1986 г.). - Уфа, 1986. - С. 28.

25. Хайруллин Ф.Г., Аскаров Р.М. Исследование напряженного состояния нефтепроводов при ремонте с учетом нелинейного отпора грунта основания // Диагностика, надежность, техническое обслуживание и ремонт нефтепроводов: Сб. научн. тр. / ВНИИСПТнефть. - Уфа, 1990. - С. 62-66.

26. Аскаров Р.М. Разработка и внедрение технологии ремонта переходов магистральных газопроводов через автомобильные дороги // Матер. II Конгресса нефтегазопромышленников России (25-28 апреля 2000 г.). - Уфа, 2000. - С. 105.

27. Аскаров Р.М. Технология ремонта переходов магистральных газопроводов через автомобильные дороги // Обслуживание и ремонт газопроводов. Матер. Междунар. конф. (11-14 октября 2000 г., Словакия). - 2000. - С. 132-136.

28. Аскаров Р.М. Ремонт газопроводов большого диаметра, подверженных стресс-коррозии // Потенциал. - М., 2002. - № 5. - С. 52-55.

29. Аскаров Р.М. О прогнозе развития дефектов КРН по данным внутритрубной дефектоскопии // Научно-технический сборник «Транспорт и подземное хранение газа». - 2007. - № 4. - С. 58-61.

30. Аскаров Р.М. Оценка коррозионных дефектов по данным внутритрубной дефектоскопии // Научно-технический сборник «Транспорт и подземное хранение газа». - 2008. - № 2. - С. 35-37.

31. Тухбатуллин Ф.Г., Галиуллин З.Т., Аскаров Р.М., Карпов С.В., Королев М.И. Обследование и ремонт магистральных газопроводов, подверженных КРН // Обзорн. инф. Сер. «Транспорт и подземное хранение газа». - М.: ИРЦ «Газпром», 2001. - 61 с.

32. Асадуллин М.З., Усманов Р.Р., Аскаров Р.М., Файзуллин С.М. Существующая технология сооружения и ремонта переходов магистральных газопроводов через автомобильные дороги и новые предложения по их ремонту (реконструкции) // Обзорн. инф. Сер. «Транспорт и подземное хранение газа». - М.: ИРЦ «Газпром», 2003. - 44 с.

33. Асадуллин М.З., Теребилов Ю.В., Аскаров Р.М. и др. Изоляционное покрытие нового поколения «Асмол» и его модификация лента «Лиам» // Обзорн. инф. Сер. «Транспорт и подземное хранение газа». - М.: ИРЦ «Газпром», 2003. - 46 с.

34. Кудакаев С.М., Уаман Ф.Ф., Аскаров Р.М. и др. Анализ научных и нормативно-технических источников по отбраковке труб линейной части МГ и предложения по их развитию // Обзорн. инф. Сер. «Транспорт и подземное хранение газа». - М.: ИРЦ «Газпром», 2005. - 76 с.

Отраслевые нормативные документы

1. РД 39-30-451-80. Руководство по расчёту на прочность участка подземного трубопровода диаметром 1020 и 1220 мм при ремонте без подъёма / Р.М. Аскаров и др. - Уфа: ВНИИСПТнефть, 1980. - 83 с.

2. РД 39-0147103-346-86. Инструкция по капитальному ремонту подземных нефтепроводов диаметром 1220 мм с использованием существующих технических средств / Р.М. Аскаров и др. - Уфа: ВНИИСПТнефть, 1987. - 67 с.

3. РД 39-0147103-317-88. Правила ремонта и демонтажа бездействующих нефтепромысловых трубопроводов / Р.М. Аскаров и др. - Уфа:

ВНИИСПТнефть, 1988. - 57 с.

4. РД 39-0147103-359-88. Инструкция на технологический процесс капитального ремонта нефтепровода с заменой изоляционного покрытия и одновременным заглублением путём переукладки в новую траншею / Р.М. Аскаров и др. - Уфа: ВНИИСПТнефть, 1988. - 33 с.

5. РД 39-026-90. Норматив-табель технического оснащения ремонтно-строительной колонны для магистральных нефтепроводов / Р.М. Аскаров и др. - Уфа: ВНИИСПТнефть, 1990. - 36 с.

6. ВСН 1-51-97. Правила производства работ при капитальном ремонте магистральных газопроводов / Р.М. Аскаров и др. - М.: ИРЦ «Газпром», 1997. - 96 с.

7. Инструкция по капитальному ремонту переходов магистральных газопроводов через автомобильные дороги (Дополнение к ВСН 51-1-97) / Р.М. Аскаров и др.; утверждена 27.01.1999 г. - М.: ИРЦ «Газпром», 1999. - 29 с.

8. ВРД 39-1.10-023-2001. Инструкция по обследованию и ремонту газопроводов, подверженных КРН, в шурфах / Р.М. Аскаров и др. - М.: ИРЦ «Газпром», 2001. - 32 с.

9. СТО Газпром 2-2.3-231-2008. Правила производства работ при капитальном ремонте линейной части магистральных газопроводов / Р.М. Аскаров и др. - М.: ИРЦ «Газпром», 2008. - 71 с.

Авторские свидетельства и патенты

1. А.с. 1008372 СССР, Е 02 F 5/10. Устройство для разработки грунта под трубопроводом / Р.М. Аскаров и др. (СССР). - 3369671/29-03; Заявлено 26.11.1981; Опубл. 30.03.1983, Бюл. 12.

2. А.c. 1707146 СССР, Е 02 F 5/10. Рабочее оборудование для разработки грунта под трубопроводом / Р.М. Аскаров и др. (СССР). - 4644376/03; Заявлено 31.01.1989; Опубл. 23.01.1992, Бюл. 3.

3. Пат. 2076989 РФ, 6 F 16 L 58/02, G 01 R 31/00. Способ определения координат места повреждения изоляции подземного трубопровода / Р.М. Аскаров и др. (РФ). - 93046032/06; Заявлено 22.09.1993; Опубл. 10.04.1997, Бюл. 10.

4. Пат. 2162979 РФ, 7 F 16 L 1/028. Переход трубопровода под автомобильной дорогой / Р.М. Аскаров и др. (РФ). - 97119254/06; Заявлено 19.11.1997; Опубл. 10.08.1999, Бюл. 12.

5. Пат. 2175736 РФ, 7 F 16 L 1/028. Способ ремонта трубопровода / Р.М. Аскаров и др. (РФ). - 2000129295/06; Заявлено 22.11.2000; Опубл. 10.11.2001, Бюл. 31.

6. Пат. 2179277 РФ, 7 F 16 L 7/00. Переход трубопровода под автомобильной дорогой / Р.М. Аскаров и др. (РФ). - 99126101/06; Заявлено 14.11.1999; Опубл. 10.02.2002, Бюл. 4.

7. Пат. 2186281 РФ, 7 F 16 L 1/028. Переход трубопровода под автомобильной дорогой / Р.М. Аскаров и др. (РФ). - 98113506/06; Заявлено 06.07.1998; Опубл. 27.07.2002, Бюл. 21.

8. Пат. 2189519 РФ, 7 F 16 L 58/00. Способ определения места электрического контакта между трубопроводом и защитным кожухом / Р.М. Аскаров и др. (РФ). - 2000112988/06; Заявлено 24.05.2000; Опубл. 20.09.2002, Бюл. 26.

9. Пат. 2193718 РФ, 7 F 16 L 58/00. Способ выявления участков газопроводов, подверженных коррозионному растрескиванию под напряжением / Р.М. Аскаров и др. (РФ). - 20001103058/06; Заявлено 02.02.2001; Опубл. 27.11.2002, Бюл. 33.

10. Пат. 2195599 РФ, 7 F 16 L 1/028. Способ ремонта трубопровода / Р.М. Аскаров и др. (РФ). - 99126355/06; Заявлено 14.12.1999; Опубл. 27.12.2002, Бюл. 36.

11. Пат. 2216681 РФ, 7 F 16 L 58/00. Способ выявления участков газопроводов, подверженных коррозионному растрескиванию под напряжением / Р.М. Аскаров и др. (РФ). - 20001128323/06; Заявлено 18.10.2001; Опубл. 20.11.2003, Бюл. 32.

12. А.c. 1747612 СССР, Е 02 F 3/40. Ковш экскаватора / Р.М. Аскаров и др. (СССР). - 4845791/03; Заявлено 24.04.90; Опубл. 15.07.92, Бюл. 26.

13. А.c. 1828987 РФ, F 17 D 5/02. Способ контроля действующего трубопровода без остановки перекачки / Р.М. Аскаров и др. (РФ). - 4806009/29; Заявлено 26.03.90; Опубл. 23.07.93, Бюл. 27.

Размещено на Allbest.ru

...